Estudo da injeção de água e gás em um reservatório com características do pré-sal brasileiro

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(1)UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA - CT CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA - CCET PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO - PPGCEP. DISSERTAÇÃO DE MESTRADO. ESTUDO DA INJEÇÃO DE ÁGUA E GÁS EM UM RESERVATÓRIO COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. ORIENTADORA: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas. Natal/RN, abril de 2016.

(2) ESTUDO DA INJEÇÃO DE ÁGUA E GÁS EM UM RESERVATÓRIO COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. Natal/RN, abril de 2016.

(3) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. iii.

(4) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. ESTUDO DA INJEÇÃO DE ÁGUA E GÁS EM UM RESERVATÓRIO COM CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO.. Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo PPGCEP, da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Ciência e Engenharia de Petróleo. Aprovado em ____de__________de 2016.. ____________________________________ Profª. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas Orientador – UFRN ____________________________________ Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues Membro Interno – UFRN ____________________________________ Prof. Dr. Anthony Andrey Ramalho Diniz Membro Externo à Intituição. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. iv.

(5) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. GUEDES JÚNIOR, Gilmar Alexandre. Estudo da injeção de água e gás em um reservatório com características do pré-sal brasileiro. UFRN, Programa de PósGraduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e Geologia de Reservatórios de Explotação de Petróleo e Gás Natural (ERE), Natal-RN, Brasil.. Orientadora: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas. RESUMO A província pré-sal é composta por grandes acumulações de óleo leve e de boa qualidade, uma realidade que coloca o Brasil em uma posição estratégica frente à grande demanda de energia mundial. Nessa província encontram-se as maiores descobertas realizadas no mundo nos últimos dez anos; as áreas de Libra, de Franco e o Campo de Lula, todas com volumes superiores a 8 bilhões de barris de óleo recuperáveis. Para desenvolver e otimizar a produção desses campos, foi feito um estudo para escolha dos métodos de recuperação avançada, tendo como principais motivações a presença do dióxido de carbono (CO2) como contaminante e a decisão estratégica de não o descartar, combinada à alta RGO (razão gás-óleo) do fluido do reservatório. O método deveria tirar vantagem dos únicos recursos abundantes: a água do mar e o gás produzido. Dessa maneira, o processo de combinar esses recursos na injeção alternada de água e gás (WAG) passou a ser visto como uma boa opção. Nessa dissertação, foi desenvolvido um modelo de reservatório com características médias do pré-sal brasileiro, sendo aplicado o método de recuperação avançada de injeção alternada de água e gás. O potencial de produção desse reservatório foi analisado por meio de parâmetros como: fluido que inicia o processo de injeção, posição das completações dos poços injetores, bem como vazões de injeção de água e de gás e o tempo de ciclo de cada banco de fluido injetado. Os resultados mostraram um bom desempenho do método WAG-CO2 miscível, com ganhos de até 26% no FR em relação à recuperação primária, já a aplicação da injeção de água e de gás, de maneira individual, não foi capaz de superar o patamar de 10% de ganho. O parâmetro de maior influência nos resultados foi o tempo de ciclo, com maiores valores de FR obtidos com a utilização dos menores tempos. Palavras-chave: Recuperação avançada de petróleo, pré-sal, injeção alternada de água e gás, simulação de reservatórios.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. v.

(6) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. ABSTRACT The pre-salt province is composed by large amounts of light oil and with good quality, a reality that puts Brazil in a strategic position facing the great demand for energy worldwide. In this province are the largest discoveries in the world in the last ten years; areas as Libra, Franco and Lula field, everyone containing volumes greater than 8 billion recoverable oil barrels. To develop and optimize the production of these fields, a study was done for choosing the improved oil recovery methods. The main motivations were the presence of carbon dioxide (CO2) as a contaminant and the strategic decision of do not discard it, combined with high GOR (gas-oil ratio) of the reservoir fluid. The method should take advantage of the unique abundant resources: seawater and produced gas. This way, the process of matching these resources in the water alterning gas injection (WAG) became a good option. In this master’s dissertation, it was developed a reservoir model with average characteristics of the Brazilian pre-salt, where was applied the improved oil recovery method of water alternating gas. The production of this reservoir was analyzed by parameters as: the first fluid injected in the injection process, position of the injection wells completion, injection water and gas rate and cycle time. The results showed a good performance of the method, with up to 26% of gains in the recovery factor regarding the primary recovery, since the application of water injection and gas, individually, was not able to overcome 10 % of gain. The most influential parameter found in the results was the cycle time, with higher recovery factor values obtained with the use of shorter times. Keywords: Improved oil recovery, pre-salt, water alternating gas injection (WAG), reservoir simulation.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. vi.

(7) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN AGRADECIMENTOS Agradeço à Deus, aos meus pais e familiares por todo o apoio e incentivo dado ao longo de toda minha vida. Gostaria de agradecer a minha noiva, pelas centenas de vezes que ela teve que aguentar os momentos difíceis que passei ao longo da redação dessa dissertação. À minha orientadora Jennys Lourdes Meneses Barillas por ter me apoiado, me conduzido pelos melhores caminhos e me passado o conhecimento e a confiança necessária para a elaboração desta dissertação, além das diversas vezes que agiu como psicóloga. A todos os professores do Programa de Pós-graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo, pelas orientações e contribuições científicas. Aos colegas do laboratório, por todo compartilhamento de informações e conhecimentos acadêmicos. À Computer Modelling Group LTD. (CMG) por fornecer à UFRN os softwares. Sem eles a realização desse estudo não seria possível. À PETROBRAS por conceder a bolsa de pesquisa do mestrado, promovendo um apoio financeiro. Agradeço a todos que de forma direta ou indireta estiveram presentes nesse período de aprendizado. Muito Obrigado!. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. vii.

(8) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN SUMÁRIO CAPÍTULO I .................................................................................................................... 1 1.. Introdução .............................................................................................................. 2. CAPÍTULO II ................................................................................................................... 5 2.. Aspectos Teóricos ................................................................................................. 6 2.1. Formação da camada pré-sal .......................................................................... 6. 2.2. Características dos reservatórios do pré-sal ................................................... 8. 2.3. Métodos de recuperação de petróleo ............................................................ 10. 2.3.1. Métodos especiais de recuperação (EOR) ............................................ 13. 2.3.2. Critérios para a escolha do método de recuperação especial ................ 15. 2.3.3. Métodos miscíveis ................................................................................ 16. 2.4. Injeção Alternada de Água e Gás (WAG) .................................................... 19. 2.4.1. Injeção de água ..................................................................................... 19. 2.4.2. Injeção miscível de CO2 ....................................................................... 21. 2.4.3. Processo WAG-CO2 miscível ............................................................... 24. 2.5. Planejamento e otimização experimental ..................................................... 30. 2.5.1. Diagramas de Pareto ............................................................................. 31. 2.5.2. Superfícies de resposta .......................................................................... 32. 2.6. Simulação numérica de reservatórios ........................................................... 33. CAPÍTULO III ............................................................................................................... 37 3.. Estado da Arte ..................................................................................................... 38. CAPÍTULO IV ............................................................................................................... 41 4.. Materiais e Métodos ............................................................................................ 42 4.1. Ferramentas computacionais utilizadas ........................................................ 42. 4.1.1. Builder .................................................................................................. 42. 4.1.2. GEM...................................................................................................... 42. 4.1.3. Results Graphs e 3D ............................................................................. 43. 4.1.4. WinProp ................................................................................................ 43. 4.2. Modelo de fluidos......................................................................................... 43. 4.3. Características do modelo base do reservatório ........................................... 48. 4.4. Características operacionais do modelo base ............................................... 52. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. viii.

(9) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN 4.5. Metodologia para realização do trabalho ..................................................... 55. CAPÍTULO V ................................................................................................................ 57 5.. Resultados e Discussões ...................................................................................... 58 5.1. Recuperação primária do modelo base......................................................... 58. 5.2. Escolha da pressão de fundo nos poços produtores ..................................... 61. 5.3. Escolha da completação dos poços produtores ............................................ 65. 5.4. Injeção de água ............................................................................................. 66. 5.5. Injeção de gás ............................................................................................... 73. 5.6. Escolha dos tempos de ciclo......................................................................... 80. 5.7. Análise de desempenho dos parâmetros do WAG-CO2 miscível ................ 81. 5.7.1. Análise dos 20 anos de projeto ............................................................. 86. 5.7.2. Análise dos 30 anos de projeto ............................................................. 89. 5.7.3. Análise dos 40 anos de projeto ............................................................. 91. 5.8. Analise comparativa das 4 formas de produção simuladas .......................... 93. 5.8.1. Análise do tempo de início da injeção no WAG-CO2 miscível ............ 96. CAPÍTULO VI ............................................................................................................... 91 6.. Conclusões e Recomendações ............................................................................. 92 6.1. Conclusões ................................................................................................... 92. 6.2. Recomendações ............................................................................................ 93. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 104. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. ix.

(10) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN LISTA DE FIGURAS CAPÍTULO I CAPÍTULO II Figura 2.1. Tectônica de placas e fragmentação do supercontinente Gondwana. ............ 7 Figura 2.2. Localização geográfica da província do pré-sal brasileiro. ............................ 8 Figura 2.3. Profundidade típica de um poço perfurado na camada pré-sal. ................... 10 Figura 2.4. Métodos de recuperação. .............................................................................. 13 Figura 2.5. Esquema de injeção de água. ....................................................................... 19 Figura 2.6. Inchamento do óleo devido ao contato com o CO2 miscível........................ 21 Figura 2.7. Redução de varrido em função das diferenças de densidade e viscosidade dos fluidos. ............................................................................................................................ 22 Figura 2.8. Esquema de injeção de CO2. ........................................................................ 23 Figura 2.9. Diagrama esquemático de operação do WAG miscível de CO2. ................. 26 Figura 2.10. Problemas na injeção do método WAG. .................................................... 27 Figura 2.11. Exemplo de um diagrama de Pareto. ......................................................... 32 Figura 2.12. Exemplo de superfície de resposta. ............................................................ 33 CAPÍTULO III CAPÍTULO IV Figura 4.1. Ajuste do Bo e RGO. ................................................................................... 45 Figura 4.2. Ajuste da densidade...................................................................................... 45 Figura 4.3. Ajuste da viscosidade. .................................................................................. 46 Figura 4.4. Envelope de fases do modelo de fluido utilizado......................................... 46 Figura 4.5. Diagrama pseudoternário para o cálculo da PMM do CO2 no óleo. ............ 47 Figura 4.6. Profundidades utilizadas no modelo base. ................................................... 48 Figura 4.7. Modelo base com o refinamento utilizado, gráfico de saturação de água. .. 49 Figura 4.8. Curva de permeabilidade relativa do sistema bifásico água-óleo com molhabilidade neutra. ..................................................................................................... 50 Figura 4.9. Curva de permeabilidade relativa do sistema bifásico óleo-gás com molhabilidade neutra. ..................................................................................................... 51. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. x.

(11) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Figura 4.10. Disposição dos poços produtores e injetores na malha de injeção em linha direta. .............................................................................................................................. 53 Figura 4.11. Profundidade dos níveis 1, 2 e 3 dos injetores (saturação de água). .......... 56 Figura 4.12. Metodologia para o desenvolvimento da dissertação................................. 58 CAPÍTULO V Figura 5.1. Distribuição dos poços no modelo de recuperação primária. ...................... 59 Figura 5.2. Fator de recuperação e produção acumulada de óleo na recuperação primária. ........................................................................................................................................ 59 Figura 5.3. Vazão de produção de óleo e gás na recuperação primária. ........................ 60 Figura 5.4. Pressão média do reservatório na recuperação primária. ............................. 61 Figura 5.5. Fator de recuperação com diferentes pressões de fundo (Recuperação primária). ........................................................................................................................ 62 Figura 5.6. Vazão de produção de gás com diferentes pressões de fundo de poço (Recuperação primária). ................................................................................................. 63 Figura 5.7. Pressão média do reservatório submetido ao processo WAG-CO2 miscível. ........................................................................................................................................ 64 Figura 5.8. Fator de recuperação de óleo para as completações 1, 2 e 3. ....................... 65 Figura 5.9. Vazão de produção de água para as completações 1, 2 e 3. ......................... 66 Figura 5.10. Distribuição dos poços no modelo de injeção de água – Injeção em linha direta. .............................................................................................................................. 67 Figura 5.11. Influência das vazões de injeção de água e a da recuperação primária no FR. ........................................................................................................................................ 67 Figura 5.12. Produção acumulada de óleo para o modelo com injeção de água. ........... 68 Figura 5.13. Vazão de produção de óleo com a injeção de água. ................................... 69 Figura 5.14. Pressão média do reservatório com a aplicação da injeção de água. ......... 70 Figura 5.15. Vazões de injeção de água em condição de reservatório. .......................... 71 Figura 5.16. Volume poroso injetado de água com a utilização da vazão de injeção de 23.848 m³std/dia. ............................................................................................................ 71 Figura 5.17. Vazão de produção de água para as 5 vazões de injeção utilizadas. .......... 72 Figura 5.18. Processo de injeção de água nos 40 anos de projeto (gráfico de saturação de água). .............................................................................................................................. 72 Figura 5.19. Influência das vazões de injeção de gás e a da recuperação primária no FR. ........................................................................................................................................ 74 Gilmar Alexandre Guedes Júnior. xi.

(12) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Figura 5.20. Vazões de injeção de gás em condições de reservatório. ........................... 75 Figura 5.21. Produção acumulada de óleo para as 4 vazões de injeção de gás. ............. 76 Figura 5.22. Pressão média do reservatório com a injeção de gás. ................................ 77 Figura 5.23. Vazão de produção de gás para diferentes vazões de injeção. ................... 78 Figura 5.24. Processo de injeção de gás nos 40 anos de projeto (gráfico de saturação de gás). ................................................................................................................................ 79 Figura 5.25. FR para 5 tempos de ciclo distintos. .......................................................... 80 Figura 5.26. FR para 6 tempos de ciclo, acréscimo da curva de 1 ano e seis meses. ..... 81 Figura 5.27. Diagrama de Pareto referente ao fator de recuperação em 20 anos de projeto. ........................................................................................................................................ 86 Figura 5.28. Curvas de superfície de resposta entre a interação 1° fluido injetado com o tempo de ciclo (a) e tempo de ciclo com vazão de injeção de água (b). ........................ 87 Figura 5.29. Curva de superfície de resposta das interações entre o fator vazão de injeção de gás com o tempo de ciclo (a) e tempo de ciclo com completação dos injetores (b). . 88 Figura 5.30. Diagrama de Pareto referente ao fator de recuperação em 30 anos de projeto. ........................................................................................................................................ 89 Figura 5.31. Curva de superfície de resposta para as interações entre tempo de ciclo e vazão de injeção de água (a), vazão de injeção de gás e completação do injetor (b) e tempo de ciclo com completação do injetor (c). ........................................................................ 90 Figura 5.32. Diagrama de Pareto referente ao fator de recuperação em 20 anos de projeto. ........................................................................................................................................ 91 Figura 5.33. Curva de superfície de resposta para as interações entre tempo de ciclo e completação do injetor (a), vazão de injeção de água e tempo de ciclo (b), tempo de ciclo e vazão de injeção de água (c) e vazão de injeção de gás com completação do injetor (d). ........................................................................................................................................ 92 Figura 5.34. Análise comparativa do FR, considerando os 4 métodos utilizados. ......... 94 Figura 5.35. Pressão média do reservatório resultante das 4 formas de produção simuladas. ....................................................................................................................... 94 Figura 5.36. Mapa de saturação de óleo, ao final dos 40 anos de projeto, para recuperação primária (a), injeção de água (b), injeção de gás miscível (c) e processo WAG-CO2 miscível (d). .................................................................................................................... 95 Figura 5.37. Fator de recuperação de óleo com base em diferentes tempos de início de injeção. ............................................................................................................................ 97. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. xii.

(13) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Figura 5.38. Pressão média do reservatório para diferentes tempos de início de injeção. ........................................................................................................................................ 98 Figura 5.39. Vazão de produção de óleo para diferentes tempos de início de injeção. .. 99 CAPÍTULO VI. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. xiii.

(14) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN LISTA DE TABELAS CAPÍTULO I CAPÍTULO II Tabela 2.1. Critérios para escolha de métodos de recuperação especial. ....................... 16 CAPÍTULO III CAPÍTULO IV Tabela 4.1. Composição do modelo de fluido. ............................................................... 44 Tabela 4.2. Esquema de pseudoização utilizado. ........................................................... 44 Tabela 4.3. Principais características do modelo base.................................................... 52 Tabela 4.4. Condições operacionais dos poços utilizadas nas simulações. .................... 54 Tabela 4.5. Quadro resumo dos fatores e níveis analisados no planejamento fatorial 2¹ x 34. .................................................................................................................................... 55 CAPÍTULO V Tabela 5.1. Casos simulados para o processo WAG-CO2 miscível e os respectivos fatores de recuperação obtidos para 20, 30 e 40 anos de projeto. .............................................. 82 CAPÍTULO VI. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. xiv.

(15) CAPÍTULO I Introdução.

(16) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. 1. Introdução As descobertas de hidrocarbonetos no pré-sal estão entre as mais importantes em todo o mundo na última década. A província pré-sal é composta por grandes acumulações de óleo leve e de boa qualidade. Uma realidade que coloca o Brasil em uma posição estratégica frente à grande demanda de energia mundial (PETROBRAS, 2015a). As novas jazidas de petróleo em águas ultraprofundas (lâmina d’água de 1.500 a 3.000 metros) das Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo abriram uma nova fronteira para a indústria de petróleo e gás natural. O desenvolvimento da camada pré-sal estabeleceu uma nova condição para o Brasil no mercado internacional de petróleo e gás natural, ampliando suas reservas provadas e duplicando a capacidade de produção até 2020 (BRASIL SUSTENTÁVEL, 2011). Mesmo com a queda do preço do barril observada no último ano e do cenário negativo que se desenha para o setor petrolífero, o petróleo não perderá a posição de liderança no abastecimento mundial tão cedo. De acordo com o último relatório World Energy Outlook, da ExxonMobil, o combustível se manterá como responsável pelo atendimento a um terço do consumo energético do planeta até 2040 (ABEGÁS, 2016). Atualmente, cerca de 95 milhões de barris de petróleo são usados diariamente como fonte de energia. Impulsionado pela demanda associada ao transporte e pela indústria química, em 24 anos o seu uso deve crescer aproximadamente 20% e em paralelo, a preocupação com as emissões de gás carbônico impulsionará o aumento da demanda por gás natural (ABEGÁS, 2016). Para suprir essas demandas nos próximos anos, é necessário que haja um aumento das reservas de petróleo. Isso pode ser feito em virtude da exploração e descoberta de novos campos ou ainda pelo aumento no Fator de Recuperação (FR) dos reservatórios já descobertos (PEGORARO, 2012). De acordo com Labastie (2011), a média mundial de FR é em torno de 35%, ou seja, mais da metade do óleo dos campos descobertos não é produzido, permanecendo no reservatório. Em outras palavras, para cada barril de óleo produzido, cerca de dois barris ficam retidos no reservatório. Esse é um dos principais motivos para se investir em métodos que sejam capazes de promover a produção de um volume adicional de óleo, possibilitando um acréscimo no FR do campo. Visando obter esse volume adicional de óleo dos reservatórios, diversas tecnologias são empregadas pela indústria petrolífera, partindo da injeção de água, o mais utilizado dos métodos, até métodos de recuperação avançada como injeção de gás Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 2.

(17) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN miscível (método miscível), injeção de vapor (método térmico), injeção de polímeros e tensoativos (métodos químicos), entre outros. Analisando o cenário mundial juntamente com as descobertas recentes de óleo leve no pré-sal brasileiro (com teores significativos de CO2), a injeção do gás produzido como método de recuperação avançada ganha destaque. Essa técnica passa a ser não só uma oportunidade para aumento do FR desses campos, mas ainda uma maneira de armazenar o CO2 produzido, contribuindo positivamente na questão ambiental (PEGORARO, 2012). De acordo com Pizarro e Branco (2012) foi realizado um estudo buscando avaliar as melhores opções para recuperação avançada nos campos do pré-sal. As principais motivações foram a presença do dióxido de carbono (CO2) como contaminante e a decisão estratégica de não o descartar, aliada à alta RGO (razão gás-óleo) do fluido do reservatório. Como há muitas limitações para a recuperação avançada em ambiente offshore, em termos logísticos e plantas para injeção de fluidos, os processos químicos foram considerados impraticáveis. O tipo de óleo encontrado nesse ambiente normalmente é leve, fazendo com que não haja necessidade da utilização de processos térmicos. Com isso, o processo de recuperação avançada para esses campos deveria tirar vantagem dos únicos recursos abundantes disponíveis: a água do mar e o gás produzido. Dessa maneira, o processo de combinar esses recursos na injeção alternada de água e gás (WAG) passou a ser visto como uma boa opção. Segundo Almeida et al. (2010) uma alternativa para os campos do pré-sal é a reinjeção do gás produzido, contendo CO2, e o método de injeção alternada de água e gás - WAG (Water Alternating Gas) - tem uma boa perspectiva de aumento do fator de recuperação de petróleo desses reservatórios. A injeção alternada de água e gás (WAG) se trata de uma técnica que visa combinar os benefícios da injeção de água com os da injeção de gás. O processo WAG tende a aumentar a eficiência de recuperação comparada com aquela que se atingiria com a injeção de gás ou água de maneira individual (PEGORARO, 2012). Com base nos desafios encontrados no ambiente pré-sal, na importância das descobertas de campos gigantes como os de Libra, Franco e Lula (todos com volumes superiores a 8 bilhões de barris de óleo recuperáveis) para o futuro energético/econômico do país e em virtude de se tratar de uma descoberta relativamente recente, não existindo ainda uma quantidade significativa de estudos acadêmicos a respeito desses campos, tornam-se necessários estudos direcionados para as melhores formas de depleção que Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 3.

(18) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN sejam coerentes com as capacidades de produção atuais de nossas plataformas e que conduzam a uma lucratividade máxima, respeitando as questões ambientais. Nesse contexto, o objetivo geral dessa dissertação é desenvolver um modelo de reservatório com características médias do pré-sal brasileiro, a partir de dados com algumas características do Campo de Libra, a fim de aplicar o método de recuperação avançada de injeção alternada de água e gás (miscível) para estimar seu potencial de produção. Para otimizar os parâmetros operacionais envolvidos no estudo da aplicação do WAG, foram utilizados como objetivos específicos: analisar o comportamento da recuperação primária; selecionar a pressão ótima de fundo de poço dos poços produtores e injetores; selecionar as posições das completações, tanto dos poços injetores quanto dos poços produtores; verificar os tamanhos dos bancos de água e de gás que seriam utilizados no método WAG; selecionar os tempos de ciclos de cada banco de fluido utilizado e fazer uma análise de desempenho de todos os parâmetros operacionais envolvidos nesse estudo de aplicação do processo WAG por meio de planejamento experimental. Esta dissertação é composta por 6 capítulos, onde o capítulo seguinte (Capítulo II) apresenta os aspectos teóricos que servem de base para a compreensão do trabalho e norteiam o seu desenvolvimento; o capítulo III destaca os principais estudos relacionados ao tema da pesquisa; o capítulo IV lista as ações para modelar e caracterizar o processo, bem como o planejamento para a realização do estudo; o capítulo V apresenta os resultados obtidos e as discussões decorrentes; e o capítulo VI lista as principais conclusões resultantes da avaliação dos resultados, bem como sugestões para análises futuras que podem vir a complementar esta pesquisa.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 4.

(19) CAPÍTULO II Aspectos Teóricos.

(20) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. 2. Aspectos Teóricos Neste capítulo são abordados os conceitos básicos necessários para uma boa compreensão da aplicação do método de recuperação avançada de injeção alternada de água e gás miscível (WAG) em um reservatório com características médias do pré-sal brasileiro. No primeiro momento tem-se uma abordagem relacionada à formação e às principais características desses tipos de reservatório, posteriormente são apresentados alguns conceitos relativos aos principais métodos de recuperação avançada, dando destaque aos métodos miscíveis e fazendo um aprofundamento na parte teórica do método WAG. Por fim, são descritas algumas características de duas ferramentas importantes para o desenvolvimento desta dissertação: o planejamento experimental e a simulação numérica de reservatórios de petróleo.. 2.1 Formação da camada pré-sal Entre 300 e 200 milhões de anos havia um único continente, o Pangeia, que a cerca de 200 milhões de anos se subdividiu em Laurásia e Gondwana. Há aproximadamente 160 milhões de anos teve início o processo de separação entre as duas placas tectônicas sobre as quais estão os continentes que formavam o Gondwana, os atuais continentes da África e América do Sul (TIBERIOGEO, 2010). Com o início da fragmentação do continente Gondwana, formaram-se lagos que, graças aos rios que neles desembocavam, recebiam grande quantidade de matéria orgânica animal e vegetal. Esses lagos eram profundos e possuíam baixo índice de oxigênio. A continuação da separação entre a América do Sul e a África, fazendo com que os continentes se afastassem ainda mais, formou um mar raso entre eles, a cerca de 110 milhões de anos (TIBERIOGEO, 2010). Na Figura 2.1, é possível observar a evolução da fragmentação do supercontinente Gondwana.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 6.

(21) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Figura 2.1. Tectônica de placas e fragmentação do supercontinente Gondwana.. 164 Milhões. 108 Milhões. Atualmente. Fonte: PPSA, 2014.. Segundo Formigli Filho, Pinto e Almeida (2009), essa fase de separação, também chamada de fase rifte, criou condições para a deposição de sedimentos entre esses dois continentes e com o contínuo afastamento, a água do mar foi preenchendo o espaço, proporcionando um ambiente de baixa energia e alta salinidade, propício ao crescimento de colônias de bactérias especiais, a exemplo dos estromatólitos. A secreção desses micro-organismos, em conjunto com a precipitação dos sais de carbonato, criou as condições de formação das rochas carbonáticas, conhecidas como microbialitos, onde foi descoberto o óleo no pré-sal. À medida que os continentes se distanciavam, os materiais orgânicos então acumulados nesse novo espaço foram sendo cobertos pelas águas do Oceano Atlântico, que então se formava (PETROBRAS, 2015a). Com o passar do tempo, devido às mudanças severas no clima da Terra, o sal se dissolveu na água do mar e precipitou nesse ambiente de baixa energia, dando início à formação de uma camada de sal que atualmente chega até 2 mil metros de espessura e que se tornou o selo perfeito para os hidrocarbonetos que migraram para os microbialitos (FORMIGLI FILHO; PINTO; ALMEIDA, 2009).. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 7.

(22) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Por fim, a formação do solo oceânico acima da camada de sal deu continuidade ao processo de soterramento, fazendo com que a matéria orgânica acumulada fosse submetida a temperaturas cada vez mais elevadas, até que processos termoquímicos a transformasse em hidrocarbonetos (petróleo e gás natural) (PETROBRAS, 2015a).. 2.2 Características dos reservatórios do pré-sal De acordo com Mello (2011), estudos preliminares determinaram que as rochas do pré-sal se estendem, no mínimo, por uma área que vai do estado do Espírito Santo ao estado de Santa Catarina, com 800 km de extensão e 200 km de largura. As reservas dessa província ficam a uma distância média de 300 km da região sudeste e possui uma área total de aproximadamente 160 mil km², que corresponde a quase três vezes e meia o Estado do Rio de Janeiro. Na Figura 2.2 é possível observar o mapa da localização geográfica da província do pré-sal brasileiro. Figura 2.2. Localização geográfica da província do pré-sal brasileiro.. Fonte: Petrobras Magazine, Edição 56a.. Os reservatórios do pré-sal brasileiro se encontram, em sua grande maioria, em reservatórios carbonáticos facilmente fraturáveis e a profundidades entre 5 e 7 mil metros. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 8.

(23) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN a partir da superfície do mar, com média de 2000 m de camada sal e em lâmina d’água entre 2 e 3 mil metros de profundidade (MELLO, 2011). Pertencente à província do pré-sal, o Campo de Lula (ex Tupi), fica localizado na porção central da Bacia de Santos, na região marítima do estado do Rio de Janeiro, a aproximadamente 290 km da Costa. Esse campo é um exemplo clássico de reservatório pré-sal e já existem algumas informações relevantes sobre suas principais características na literatura. De acordo com Nakano et al. (2009) os reservatórios da área de Lula são carbonáticos de origem microbiana com potencial de volumes recuperáveis, no principal reservatório, estimados entre 5 e 8 bilhões de barris; lâmina d’água de aproximadamente 2.200 m; profundidade do reservatório de 5.000 a 5.500 m, a partir do nível do mar; espessura da camada de sal de até 2.000 m; com óleo leve de grau API entre 27 e 30; com pressão inicial do reservatório em torno de 580 kgf/cm² e temperatura inicial de 64°C; com RGO de 220 a 240 m³std/m³std; viscosidade do óleo de 1,14 cP; e conteúdo de CO2 em solução de 8 a 12%. Outro exemplo bastante significativo para indústria do petróleo é o Campo de Libra. Segundo a PPSA (2014), esse campo possui um volume elevado de barris de óleo recuperáveis (entre 8 e 12 bilhões); está situado em lâmina d’água ultraprofunda (por volta de 2.000 m); trata-se de reservatórios carbonáticos profundos (mais de 5.000 m); com óleo de excelente qualidade (por volta de 27°API) e altas razões gás-óleo (RGO superiores a 400 m³std/m³std); com alto conteúdo de CO2 (cerca de 44% na fase gás); submetidas a alta pressão e baixa temperatura; estendida imediatamente abaixo de uma grossa camada de sal (por volta de 2.000 m de espessura); e localizadas em torno de 200 km da costa. Na Figura 2.3, pode-se observar a profundidade típica de um poço perfurado na camada pré-sal.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 9.

(24) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Figura 2.3. Profundidade típica de um poço perfurado na camada pré-sal.. 0m. Fundo Oceânico. 2.000m. Camada Pós-sal. 3.000m Camada de sal. 5.000m Camada Pré-sal. 7.000m Fonte: Adaptado de PPSA, 2014.. A coleta dessas informações preliminares, embora seja limitada, permite o levantamento de informações importantes para o desenvolvimento dos estudos voltados para o pré-sal, especialmente, para a área de simulação de reservatórios, onde dados técnicos são primordiais para o avanço do estudo.. 2.3 Métodos de recuperação de petróleo As acumulações de petróleo possuem, na época da sua descoberta, uma certa quantidade de energia, denominada de energia primária. A grandeza dessa energia é determinada pelo volume e pela natureza dos fluidos existentes na acumulação, bem como. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 10.

(25) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN pelos níveis de pressão e temperatura no reservatório (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006). De acordo com Walsh (2007), no momento da descoberta de um novo reservatório, as principais fontes de energia primária presentes são: a energia da compressão da água e da rocha; a energia da compressão do óleo; a energia de compressão do gás; a energia de compressão da água contígua e em comunicação com o reservatório de petróleo; e a energia gravitacional que causa a segregação de óleo e gás no reservatório. Esses mecanismos de energia são liberados basicamente pela perfuração e operação dos poços, causando declínio na pressão do reservatório, expansão dos fluidos e indução de escoamento, que resultam na produção de fluidos do meio poroso. O volume líquido da expansão da rocha e fluidos do reservatório implica na expulsão de um mesmo volume de fluidos. Da mesma maneira, a expansão da água de aquíferos resulta na invasão do meio poroso, que também favorece a produção de fluidos do reservatório. Por fim, a segregação gravitacional não resulta diretamente na expulsão de fluidos, mas faz com que o óleo se acomode no fundo do reservatório e o gás migre para o topo (WALSH, 2007). Para Rosa, Carvalho e Xavier (2006) há duas linhas gerais de ação para minorar os efeitos nocivos da dissipação dessa energia primária dos reservatórios de petróleo: . Suplementá-la com energia secundária, artificialmente comunicada, através da injeção de certos fluidos em poços selecionados e/ou;. . Reduzir as resistências viscosas e/ou capilares por meio de métodos especiais, como por exemplo o aquecimento da jazida.. De acordo com Walsh (2007), devido ao fato da recuperação primária invariavelmente resultar em depleção da pressão, um processo de recuperação secundária é necessário para repressurizar ou até mesmo aumentar a pressão do reservatório. Para Rosa, Carvalho e Xavier (2006) essa recuperação secundária pode ser definida como a quantidade adicional de óleo obtida por meio de suplementação da energia primária com energia secundária, artificialmente transferida para a jazida, ou por meios que tendem a tornar a energia primária mais eficiente. Segundo a literatura específica, quando as operações de recuperação secundária começam antes de terminar a fase de recuperação primária, são muitas vezes denominadas de operações de manutenção de pressão, mas como esses sistemas de recuperação secundária vêm sendo instalados precocemente na vida do reservatório, esse termo “manutenção de pressão” tende a perder utilidade (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006). Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 11.

(26) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN De acordo com Rosa, Carvalho e Xavier (2006), no passado, os métodos aplicados com o objetivo de suplementar a energia do reservatório, logo após a fase de recuperação primária, eram denominados métodos de recuperação secundária, enquanto que após a fase de recuperação secundária eram utilizados os chamados métodos de recuperação terciária. Os métodos eram então classificados de acordo com a sua cronologia de aplicação em um determinado campo ou reservatório. Posteriormente, qualquer método de recuperação que fosse aplicado com o objetivo de aumentar a eficiência de recuperação e/ou acelerar a produção em relação à produção primária, passou a ser denominado de secundária. Nas últimas décadas os métodos de recuperação secundária foram classificados como métodos convencionais e métodos especiais de recuperação avançada (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006). De acordo com Bautista (2010) os métodos convencionais resultam do acréscimo da energia natural através da injeção de água e/ou gás imiscível e os métodos especiais derivam da aplicação de processos especiais, tais como injeção de químicos, gases miscíveis, térmicos, dentre outros. Na literatura em língua inglesa os métodos especiais de recuperação avançada são conhecidos também como métodos de EOR (Enhanced Oil Recovery), que poderia ser traduzido para o português como “recuperação melhorada ou avançada de óleo”. Porém, nos últimos anos o termo EOR tem sido substituído pelo termo IOR (Improved Oil Recovery), que também poderia ser traduzido para o português como “recuperação avançada de óleo”. A diferença entre os dois termos é que a denominação IOR passou a englobar, além dos antigos métodos de EOR, ou seja, os antigos métodos especiais ou terciários de recuperação, quaisquer métodos ou técnicas não convencionais ou modernas que tenham o objetivo de aumentar a recuperação e/ou acelerar a produção em relação à produção primária e/ou secundária (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006). Como forma de uma representação mais didática, os métodos de recuperação podem ser organizados conforme esquema mostrado na Figura 2.4.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 12.

(27) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Figura 2.4. Métodos de recuperação.. Fonte: Adaptado de Rosa, Carvalho e Almeida, 2006.. 2.3.1 Métodos especiais de recuperação (EOR) Os métodos especiais de recuperação de petróleo ou EOR podem ser utilizados após um processo de recuperação convencional ou em qualquer período da vida produtiva de um reservatório. O objetivo desses métodos é não apenas restituir a pressão da formação, mas também melhorar o deslocamento do óleo e o fluxo no reservatório (GALVÃO, 2012). Pode-se dizer que um método especial de recuperação é empregado para atuar nos pontos onde o processo convencional não seria eficaz caso fosse empregado. As baixas recuperações resultantes de um processo convencional de injeção de fluidos podem ser creditadas basicamente a dois aspectos principais: alta viscosidade do óleo do reservatório e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo (LEÃO, 2014). Quando a viscosidade do fluido injetado é muito inferior à do fluido a ser deslocado, o primeiro se move muito mais facilmente no meio poroso, encontrando caminhos preferenciais e se dirigindo rapidamente para os poços produtores, fazendo com que um volume significativo de óleo fique retido. Isso ocorre normalmente em virtude de o fluido injetado não se propagar adequadamente no reservatório, fazendo com que um grande volume de rocha não seja contata pelo fluido injetado (THOMAS, 2001).. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 13.

(28) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Segundo Thomas (2001), no caso das altas tensões interfaciais, a capacidade do fluido injetado de remover o óleo do reservatório para fora dos poros é bastante reduzida, deixando saturações residuais elevadas de óleo nas regiões já contatadas pelo fluido injetado. As duas situações acima definem a forma de atuação dos métodos especiais de recuperação e formam o ponto de partida para a sua classificação em três categorias: Métodos Miscíveis, Métodos Químicos e Métodos Térmicos, de acordo com a natureza geral dos processos e o ponto principal a ser atacado (THOMAS, 2001). Para Alvarado e Manrique (2010) os métodos térmicos incluem a estimulação com vapor (injeção cíclica), injeção de vapor, drenagem gravitacional assistida por vapor (SAGD), e a combustão in-situ (injeção de ar). Também podem ser incluídos nessa categoria o aquecimento eletromagnético, desde o resistivo a baixas frequências, ao indutivo e dielétrico a altas frequências, incluindo a irradiação de microondas, mas sendo essas últimas tecnologias consideradas por esses autores como não comerciais. Os métodos químicos caracterizam uma família de métodos que geralmente lida com a injeção de componentes ativos na interface, a exemplo de surfactantes e álcalis (soluções cáusticas), polímeros, e misturas químicas. E por fim, a injeção miscível ou de solventes são métodos frequentemente associados com uma forma de injeção de gases, utilizando gases como hidrocarbonetos gasosos (enriquecidos ou pobres), dióxido de carbono e nitrogênio. Entretanto, o solvente utilizado também pode ser de fase líquida. Fases supercríticas, a exemplo do dióxido de carbono a alta pressão, também são considerados bons solventes. Além das três categorias de métodos de recuperação especial apresentada por Thomas (2001), é possível fazer um acréscimo. A classificação “outros métodos”, conforme indicado por Bautista (2010), são métodos considerados mais novos, ainda não consolidados, que não se encaixam em qualquer outra categoria. Como exemplo pode ser mencionado o método microbiológico e a estimulação sísmica. Com relação à recuperação microbiológica, se trata de uma técnica em que são injetados microrganismos selecionados no reservatório, com a subsequente estimulação e transporte dos produtos obtidos in-situ, de maneira que sua presença auxilie na redução do óleo residual retido no reservatório quando a recuperação secundária for concluída. Contudo, de acordo com a literatura não é desejável que esse método substitua os métodos especiais de recuperação de óleo tradicionais, pois ele possui algumas restrições (DONALDSON; CHILINGARIAN; YEN, 1989). Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 14.

(29) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN No caso da estimulação sísmica, é uma técnica que consiste na geração de ondas sísmicas e/ou acústicas na superfície ou in-situ, a fim de fazer com que o óleo residual das formações esgotadas seja desprendido em consequência do efeito da vibração. Os estudiosos da área entendem que os possíveis mecanismos que melhoram a produção do óleo são: acréscimo da permeabilidade relativa das fases; acréscimo da permeabilidade e porosidade da rocha, pela deformação dos poros e a vibração mecânica das paredes do poço, que faz com que as gotículas de óleo se unam nos poros adjacentes (coalescência) (BAUTISTA, 2010).. 2.3.2 Critérios para a escolha do método de recuperação especial Para Rodrigues (2012), no momento de escolher o método especial de recuperação para ser aplicado em um determinado reservatório, o engenheiro de petróleo deve verificar as características do reservatório, os fluidos que estão contidos no mesmo, os mecanismos de produção, bem como as razões para baixas recuperações dos hidrocarbonetos. De acordo com Diniz (2015) todos os métodos de recuperação especial possuem limitações em suas aplicações, que são derivadas parcialmente da teoria, de testes de laboratório e experiências de campo. Manichand (2002) apresenta uma relação de critérios para a escolha do método de recuperação especial (Tabela 2.1), entretanto ela adverte que esses pontos não devem ser considerados como absolutos em virtude de se tratar de dados baseados em teorias e/ou por possuírem limitações de campo. Dessa maneira, apesar de não haver convergência de alguns desses critérios, é importante que o engenheiro não descarte o método à primeira vista.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 15.

(30) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Tabela 2.1. Critérios para escolha de métodos de recuperação especial. Características do reservatório. Densidade do óleo, °API Viscosidade do óleo, cP Profundidade, ft (m) Espessura da zona de óleo, ft (m) Temperatura, °F (°C) Permeabilidade média, mD Salinidade da água da formação, ppm Porosidade Saturação de óleo Saturação de óleo x porosidade Pressão estática, psia (atm). Métodos térmicos. Métodos químicos. Métodos miscíveis Hidrocarbonetos e CO2. Injeção de vapor. Combustão in-situ. Polímeros. Surfactante. Alcalinos. 10 a 34. 10 a 35. -. -. <30. >25. <15000. <5000. <150. <100. <100. <10. -. -. -. -. >2500 (762). >10 (3,05). -. -. -. -. -. -. <250 (121). <250 (121). <200 (93). <250 (121). >10. >10. >10. >10. >10. -. -. -. <200000. <200000. <200000. -. >0,15. >0,15. -. -. -. -. -. -. >0,40. 0,20-0,35. -. >0,20. >0,08. >0,08. -. -. -. -. <2000. <4000. -. -. -. >1200. <5000 (1524) >15 (4,57). Fonte: Manichand, 2002.. 2.3.3 Métodos miscíveis Nesta dissertação é aplicado a combinação de um método miscível (injeção de CO2) com um método convencional de recuperação (injeção de água). Com isso, faz-se necessário apresentar alguns conceitos básicos relacionados a esses dois métodos. A abordagem teórica referente aos métodos miscíveis se encontra nesta seção e com relação à injeção de água, há um tópico com mais detalhes na seção 2.4. De acordo com Rosa, Carvalho e Xavier. (2006) o deslocamento miscível pode ser definido como um processo de recuperação de óleo caracterizado pela ausência de interface entre os fluidos deslocante e deslocado. A importância desse processo está relacionada com a sua habilidade em reduzir as forças capilares e interfaciais que, do contrário, possibilitaria à retenção do óleo no reservatório. A propriedade dos fluidos responsável por essa habilidade é a chamada miscibilidade. Dois ou mais fluidos são ditos miscíveis se, misturados em quaisquer proporções, produzirem um sistema homogêneo, composto de uma única fase (ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006).. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 16.

(31) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Quando os fluidos que não se misturam estão em contato, entre eles se estabelece uma interface submetida a tensões interfaciais. Essas tensões de natureza físico-química, além de desempenhar um papel nas relações entre fluido deslocante e deslocado, também desempenham um papel importante nas relações entre rocha e fluido, podendo ser mais ou menos intensas, dependendo da natureza dos fluidos e da rocha. Na relação entre fluidos, caso o fluido injetado e o óleo sejam miscíveis, não existem nem interfaces nem tensões interfaciais (THOMAS, 2001). Os métodos miscíveis são indicados quando o fluido deslocante não consegue remover o óleo dos poros da rocha reservatório devido à existência de altas tensões interfaciais, o que resulta em baixas eficiências de deslocamento, e se ocupam da injeção de fluidos que venham a se tornar ou que já sejam miscíveis com o óleo do reservatório. Basicamente, esses processos são utilizados com a finalidade de reduzir ou, se possível, até eliminar essas tensões. Dessa maneira, o óleo será totalmente deslocado para fora da área que for contatada pelo fluido injetado (CURBELO, 2006). De acordo com Thomas (2001) os fluidos que geralmente podem ser utilizados para deslocamento miscível são o dióxido de carbono, o gás natural e o nitrogênio. Para Green e Willhite (1998) os processos de deslocamento miscível são classificados em miscível de primeiro contato e miscível de múltiplos contatos, de acordo com a forma como a miscibilidade se desenvolve. No primeiro caso, há a injeção de um fluido de deslocamento miscível com o óleo, formando uma fase única já no primeiro contato, quando misturado em quaisquer proporções com o óleo. Já no processo miscível de múltiplos contatos, as condições de miscibilidade são desenvolvidas in situ, por meio da alteração da composição do fluido injetado ou do óleo, à medida que o fluido se move no reservatório. Com base nisso, Diniz (2015) ressalta que, a miscibilidade depende da afinidade química entre esses fluidos, suas composições, a temperatura e a pressão. Entretanto, dois fluidos que são imiscíveis em certa pressão podem se tornar miscíveis em altas pressões. Mas para se ter certeza da condição de miscibilidade entre o óleo e o fluido injetado é necessário manter o sistema sob condições de pressão superiores à pressão mínima de miscibilidade (PMM), a uma dada temperatura.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 17.

(32) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. 2.3.3.1 Pressão mínima de miscibilidade (PMM) do CO2 Para Mello (2011) a pressão mínima de miscibilidade termodinâmica (PMM) é a pressão acima da qual a injeção de um solvente causa o fenômeno de miscibilidade a múltiplos contatos. De acordo com Maklavani et al. (2010) a PMM é um parâmetro importante para a escolha de reservatórios para aplicação de projetos de injeção de gás miscível e é definida como a pressão mínima na qual óleo e gás existem em uma única fase. Para Bautista (2010) o grau de miscibilidade entre o óleo do reservatório e o gás utilizado para injeção pode ser expresso em função da PMM, que é definida por ele como a pressão mínima requerida no reservatório para que o gás injetado e o óleo do reservatório formem uma fase homogênea. De acordo com o autor esse parâmetro é um dos mais importantes com relação aos métodos miscíveis com injeção de gás. Segundo uma explicação clássica de Metcalfe e Yarborough (1979), o deslocamento miscível entre óleo cru e CO2 é causado pela extração de hidrocarbonetos do óleo para o CO2 e pela dissolução de CO2 em óleo. O processo de miscibilidade a múltiplos contatos conduz a mistura entre CO2 e óleo começando com o CO2 e o óleo como fases distintas. O CO2 primeiro condensa no óleo, tornando-o mais leve e extraindo metano do banco de óleo. Os componentes mais leves do óleo então vaporizam na fase enriquecida em CO2, tornando-a mais densa, mais próxima ao óleo, e, portanto, mais facilmente solúvel no óleo. A transferência de massa continua entre o CO2 e o óleo até que as duas misturas se tornam indistinguíveis em termos de propriedades de fluido. Por causa deste mecanismo, a recuperação de óleo pode ocorrer em pressões altas o suficiente para atingir miscibilidade. O CO2 precisa ser comprimido a altas pressões para alcançar uma densidade na qual ele se torne um solvente para as frações mais leves do óleo cru (METCALFE E YARBOROUGH, 1979).. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 18.

(33) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. 2.4 Injeção Alternada de Água e Gás (WAG) 2.4.1 Injeção de água A injeção de água é o método mais utilizado no mundo e foi primeiramente utilizada no Campo de Bradford, Estados Unidos, no início do século XX. Já no Brasil, o primeiro campo a utilizar esse processo foi o de Dom João na Bahia, em 1953. A injeção de água atua expulsando o óleo dos poros da rocha reservatório, uma vez que esses fluidos não se misturam. O comportamento ideal da água no meio poroso é o chamado deslocamento tipo pistão, como mostra a Figura 2.5, onde a água atua de maneira puramente mecânica, empurrando o óleo para fora dos poros da rocha e ocupando esse espaço (PARAFITA, 2014). Figura 2.5. Esquema de injeção de água.. Fonte: Santana, 2008.. De acordo com Parafita (2014) quando se submete um reservatório a injeção de água ou a um processo não miscível de injeção de gás se espera um comportamento onde não acontece qualquer interação de natureza química ou termodinâmica entre os fluidos ou entre os fluidos e a rocha, ou seja, não se espera que os fluidos reajam entre si ou com a rocha-reservatório.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 19.

(34) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN Para Thomas (2001), o fluido injetado, que também recebe o nome de fluido deslocante, deve empurrar o óleo, que é chamado de fluido deslocado, para fora dos poros da rocha e ao mesmo tempo ir ocupando o espaço deixado à medida que este vai sendo expulso. Mesmo na porção do reservatório invadida pelo fluido deslocante, nem todo o óleo contido é deslocado. O óleo retido nos poros da zona invadida pela água, denominado de óleo residual, é a consequência do efeito da capilaridade. Para o autor, a água de injeção pode ter pelo menos quatro origens distintas: . Água subterrânea, coletada em mananciais de subsuperfície por meio de poços perfurados para este fim;. . Água de superfície, coletada em rios, lagos, etc.;. . Água do mar;. . E a própria água produzida, isto é, a água que vem associada à produção de petróleo.. Importante salientar que a água, antes de ser utilizada ou reutilizada no processo de injeção, deve ser submetida a um tratamento específico, para que possa estar adequada ao reservatório e aos fluidos nele existentes. Para Thomas (2001) os processos de injeção de água, de uma maneira geral, devem conter os seguintes sistemas: sistema de captação de água, que neste caso podem ser de poços, quando utilizada injeção de água subterrânea, ou para o caso de se utilizar água de rios ou do mar; conjunto de bombas; sistemas de tratamento da água de injeção e sistemas de injeção de água propriamente dito. Porém, em alguns casos específicos não é necessário a existência de todos esses sistemas. O sistema de captação de água atua na primeira etapa desse processo, com a finalidade de coletar a água que será utilizada ou reutilizada na injeção. Esse sistema funciona com o auxílio dos conjuntos de bombas, que são utilizados tanto na etapa de coleta quanto no bombeamento da água para injeção no reservatório. Posterior ao processo de captação da água, é necessário que haja um tratamento específico da água de injeção, obedecendo a critérios pré-estabelecidos de acordo com as características químicas dos fluidos contidos no reservatório e do reservatório propriamente dito. Depois de recebido o tratamento adequado, a água é direcionada para os poços injetores, onde, de fato, será injetada no reservatório.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 20.

(35) Dissertação de Mestrado PPGCEP/UFRN. 2.4.2 Injeção miscível de CO2 O dióxido de carbono é um dos componentes mais abundantes encontrados ao redor do planeta. Aliado a alta solubilidade em óleo, sob condições específicas, torna-se muito atrativa a ideia de utilizá-lo para a redução na saturação de óleo residual dos reservatórios de petróleo. Trata-se de uma substância simples, com temperatura crítica de apenas 88ºF (31ºC) e, mesmo sendo facilmente convertido em líquido ou sólido, como a maioria dos reservatórios possuem temperaturas superiores a esta, quando ele é submetido ao deslocamento miscível, normalmente se encontra em estado gasoso (HOLM, 1982; ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006). O que faz com que ele seja um bom agente de recuperação avançada é o fato de ele ser altamente solúvel em óleo, acima de certas pressões de reservatório, e quando dissolvido no óleo, ele pode expandi-lo de 10 até 60% e ainda reduzir sua viscosidade de 5 a 10 vezes. Caso seja injetada uma golfada de CO2 a frente do banco de água em condições de miscibilidade, a mistura de óleo e CO2 de baixa viscosidade (zona de óleo miscível com o CO2 injetado) tem o fluxo facilitado em direção aos poços produtores e o óleo deixado para trás pode corresponder de 40 até 90% do óleo não inchado. Normalmente, a um primeiro contato, o CO2 não é miscível com o óleo, apesar disso, sob condições favoráveis de temperatura, pressão e composição do óleo, gera-se uma frente miscível no reservatório (HOLM, 1982; ROSA; CARVALHO; XAVIER, 2006). O efeito de inchamento do óleo é mostrado na Figura 2.6. Figura 2.6. Inchamento do óleo devido ao contato com o CO2 miscível.. Fonte: Diniz, 2015, p.30.. Gilmar Alexandre Guedes Júnior. 21.